за счет чего может происходить фонтанирование скважин

МАТЕРИКОВАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

СПОСОБЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Фонтанирование за счет энергии газа

Принцип действия

Расчет процесса

Таким образом, фонтанирование скважины может происходить при давлении на забое Р_с выше или ниже давления насыщения [Р_нас].

Давление на забое фонтанной скважины в любом случае будет равно:

Гидростатическое давление столба жидкости между башмаком и забоем определится как:

С другой стороны, то же давление на забое Р_с может быть определено через уровень жидкости в межтрубном пространстве:

В развернутом виде уравнение запишется как:

В скважине, фонтанирующей с постоянным дебитом, давление на забое Р_с должно быть постоянным. Поэтому изменение высоты столба h в затрубном пространстве должно сопровождаться изменением давления на устье Р_з так, чтобы сумма слагаемых была бы постоянной. Поэтому необходимо, чтобы уменьшение h сопровождалось увеличением давления газа Р_з и наоборот.

Виды фонтанирования

Рассмотрим теперь два случая фонтанирования.

Накопление газа в затрубном пространстве приводит к увеличению давления Р_з и соответствующему понижению уровня жидкости h на такую величину, чтобы давление на забое Р_с оставалось бы постоянным. Этот процесс будет продолжаться до тех пор, пока уровень жидкости в межтрубном пространстве не опустится до башмака фонтанных труб. После этого процесс стабилизируется. Непрерывно возрастающее давление на устье межтрубного пространства после достижения максимума стабилизируется. В этом случае возможно достаточно точно определить давление у башмака фонтанных труб Р_б, а также и давление на забое Р_с по давлению на устье в межтрубном пространстве Р_з, не прибегая к трудоемкому процессу спуска манометра в скважину. Давление Р_з замеряется на устье манометром. Тогда давление у башмака будет равно:

Таким образом, в фонтанирующей скважине при условии Р_с Р_нас

Свободный газ в этом случае не накапливается в затрубном пространстве, так как нет условий для его проскальзывания у башмака фонтанных труб. В самих трубах газ начнет выделяться на некоторой высоте от башмака, где давление станет равным давлению насыщения. Поскольку при работе скважины обновление жидкости в затрубном пространстве не происходит, то не возникают и условия для пополнения газа. Из объема нефти, находящейся в затрубном пространстве, частично выделится растворенный газ, после чего вся система придет в равновесие. Уровень жидкости в этом случае будет находиться на некоторой глубине h. Различным положениям уровня будет соответствовать различное давление P_з. В этом случае вследствие неопределенности величины _hстановится невозможным определение забойного давления Р_с по величине Р_з.

Источник

Условия фонтанирования скважин

Фонтанная эксплуатация

Способ эксплуатации скважин, при котором подъем газожидкостной смеси от забоя скважины на дневную поверхность происходит за счет природной (пластовой) энергии, называется фонтанным. Фонтанирование нефтяных скважин происходит за счет гидростатического напора или за счет энергии сжатого газа, а также за счет энергии сжатых горных пород.

Приток нефти к забоям скважин происходит за счет разности между пластовым и забойным давлением. В случае, когда давление столба жидкости (до устья заполненной скважины) меньше пластового давления, скважина будет фонтанировать. В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины будет происходить за счет энергии гидростатического напора или за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти, или одновременно за счет той и другой энергии. Чаще всего основную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пласте, и в тех случаях, когда газ в пластовых условиях полностью растворен в нефти и по пласту движется однородная жидкость. При освоении таких скважин свободный газ начинает выделяться из нефти в насосно-компрес-сорных трубах на глубине, где давление ниже давления насыщения нефти газом. При этом фонтанирование будет происходить за счет гидростатического напора и энергии сжатого газа, проявляющейся в верхней части скважины. На глубине, соответствующей давлению насыщения нефти газом, газ начинает выделяться из нефти в виде пузырьков. Поднимаясь вверх, газовые пузырьки испытывают все меньшее давление, вследствие чего объем пузырьков газа увеличивается и плотность смеси нефти и газа становится меньше. В итоге давление газожидкостного столба на забой скважины становится меньше пластового, и скважина начинает фонтанировать. Фонтанирование скважины под действием гидростатического напора бывает тогда, когда давление на устье больше давления насыщения, т.е. Р_у>Р_нас.

В этом случае весь газ находится в нефти в растворенном состоянии, и забойное давление определяется как давление столба однородной жидкости, заполняющей скважину, по формуле:

(38)

Потери давления на трение определяются по формуле Дар-си-Вейсбаха

(39)

Численное значение А определяется в зависимости от шероховатости подъемных труб и критерия Рейнольдса:

(40)

(41)

Забойное давление определяется из основного уравнения притока жидкости к забою скважины:

(42)

Подставляя значения (39) и (42) в уравнение (38), определяют давление на устье:

Если устье фонтанной скважины закрыто, то забойное давление равно пластовому:

В основном фонтанирование скважин происходит за счет энергии гидростатического напора и энергии расширения газа в нефти. Для таких условий фонтанирования

когда до интервала, где давление равно давлению насыщения Р_тс, движется однофазная жидкость (газ растворен в нефти), а выше идет двухфазный поток (жидкость и газ).

Рис. 56. Схема действия газожидкостного подъемника

установившийся процесс движения смеси в сообщающихся сосудах и трубках а\ и я₂.

При достижении определенного расхода газа смесь поднимается до верхнего уровня, но перелива жидкости еще не будет. Такой расход газа соответствует начальной точке на кривой q = f(V). При этом газовые пузырьки проскальзывают через столб жидкости. В трубе наблюдается режим барботажа. Затем, с увеличением расхода газа, расход жидкости вначале будет возрастать, а с ростом количества нагнетаемого газа расход жидкости начнет уменьшаться вследствие увеличения скорости движения газожидкостной смеси и роста потерь давления на трение. В результате зависимость расхода жидкости qот расхода газа Vбудет соответствовать зависимости, приведенной на рис. 57. Расход жидкости зависит от расхода газа, диаметра лифта dи градиента давления е. Для случая, приведенного на

(46)

(47)

Рис. 57. Зависимость объемного расхода жидкости qот расхода газа Vпри различных значениях е и d

Принято различать три режима движения газожидкостной смеси.

1. Пузырьковый режим (рис. 58 а), когда жидкость с мелкими пузырьками газа высокого давления движется в нижней части подъемных (НКТ) труб. При этом пузырьки газа свободно перемещаются в жидкости.

2. Снарядный, или пробковый, режим (рис. 58 б), когда из жидкости выделяется значительное количество газа в виде крупных пузырьков, имеющих удлиненную форму. Пузырьки газа чередуются с жидкостными перемычками. Снарядный режим проявляется главным образом в средней части подъемных труб (НКТ). При дальнейшем движении газожидкостной смеси из жидкой фазы выделяется все больше пузырьков газа, происходит их слияние, за счет чего размеры пузырьков увеличиваются. При

этом режиме происходит пульсация газожидкостной смеси и скважина работает неравномерно.

Рис. 58. Структура газожидкостной смеси при движении ее в подъемнике.

3. Дисперсно-кольцевой режим (рис. 58 в), когда газообразная фаза движется по центру подъемных труб, образуя ядро потока, а жидкая фаза движется по стенкам подъемных труб. В ядре газообразного потока содержатся капли жидкости.

Дисперсно-кольцевой режим проявляется в основном в подъемных трубах ближе к устью скважины, где наблюдается значительное снижение давления и наибольшие скорости движения газожидкостной смеси. В работающей скважине устанавливается динамический уровень жидкости]\ в межтрубном пространстве. По давлению столба жидкости в этом пространстве определяется забойное давление. Для фонтанной скважины оно равно

(48)

Выражая потери давления на трение через высоту столба жидкости, получим

£огда выражение (48) будет иметь вид:

(49)

Разделив обе части уравнения (49) нар и L, получим

(50)

(51)

(р-истинное газосодержание, т.е. отношение площади сечения потока газа в трубе ко всей ее площади:

(52)

Закономерности изменения газосодержания устанавливаются с помощью мгновенных отсечек потока или просвечиванием труб гамма-лучами на лабораторной установке. ‘ Плотность газа в скважине можно определить по формуле Бойля-Мариотта:

(53)

В большинстве случаев эксплуатация газожидкостных подъемников происходит в условиях снарядного режима, при котором жидкость поднимается на поверхность движущей силой 1 газа, оказывающего непосредственное давление на нее, и при трении газа и жидкости. Газ движется быстрее жидкости, проскальзывает через нее. Поэтому эти потери называют потерями скольжения или потерями относительного движения.

Потери напора между башмаком и устьем будут следующими:

(54),

Потери относительного движения находятся в обратной зависимости от скорости движения, а силы трения увеличиваются от увеличения скорости движения.

На рис. 59 показана сумма потерь полезного напора и потерь напора на скольжение /г_пол + /г_ск и потерь напора на трение hот

объемного расхода газа Vпри постоянном диаметре подъемных труб d = 73 мм и постоянном расходе жидкости q = 2,4 л/с. Эти зависимости построены А.П. Крыловым на основе опытов, проведенных на экспериментальной установке с длиной труб 1 м. При постоянном расходе жидкости (см. рис. 59) сумма потерь h_non + Н_сктем меньше, чем больше газа проходит через трубу данного диаметра. А потери напора на трение с увеличением объема пропускаемого газа увеличиваются. Из рис. 59 видно, что при постоянном расходе жидкости и постоянном диаметре труб потери напора hбудут значительно меньше при расходе гача 25 л/с. Увеличение объема подачи газа увеличивает общие потери давления в подъемных трубах при движении в них га-аожидкостной смеси.

Кривые зависимости потерь от диаметра подъемных труб При постоянных расходах газа и жидкости указаны на рис. 60.

Рис. 60. Зависимость потерь полезного напора и скольжения, а также трения (А_П01 +А_СК +Л_) на 1 м длины трубы от объемного

расхода газа Упри постоянном расходе жидкости q.

На этом рисунке потери А_пол + h_CKи А^ приняты в метрах на

1 м длины трубы. Диаметры подъемных труб dприняты от 33 до 144 мм при постоянных объемных расходах газа V = 15 л/с и жидкости q = 1,6 л/с.

потери на 1 м длины трубы при принятом расходе жидкости и газа составляют 0,3 при трубах условным диаметром 73 мм.

Кроме вышеизложенного, А.П. Крылов в результате проведения экспериментальных работ построил кривые изменения объемного расхода жидкости в зависимости от объемного расхода газа для подъемников различных диаметров при постоян-

ныхперепадах давления на единицу длины подъемника. При этом перепад давления е на единицу длины подъемника равняется

(55)

устье подъемника (скважины), соответствующий противодавлению Р₂‘, L- длина подъемника.

Рис. 61. Зависимость потерь напораА„_ол +А_СК, А^ и А от диаметра dподъемных труб при постоянных объемных расходах газа Vи жидкости д.

В случае если противодавление на устье подъемника Р₂равно атмосферному давлению, т.е. h^ =0, то отношение ajк L называется относительным погружением £₀. Величина £₀ покапывает, какая доля общей длины подъемника L находится под уровнем жидкости.

Чаще всего противодавление на устье скважины превышает атмосферное давление, так как для движения жидкости в промысловых коммуникациях необходимо создать дополнительный напор, тогда

(56)

Если на забое давление выше давления насыщения, то за L принимается расстояние от устья скважины до места в подъемнике, где начинается выделение газа из нефти.

где /zq- расстояние от башмака до места, где начинает выделяться газ из нефти, и Я- глубина скважины, получаем

(57)

На рис. 62 показана зависимость между дебитом жидкости и расходом газа при е = const для элементарного подъемника d= 73 мм.

В этом случае весь газ находится в нефти в растворенном состоянии, и забойное давление определяется как давление столба однородной жидкости, заполняющей скважину, по формуле:

(38)

Потери давления на трение определяются по формуле Дар-си-Вейсбаха

(39)

Численное значение А определяется в зависимости от шероховатости подъемных труб и критерия Рейнольдса:

(40)

(41)

Забойное давление определяется из основного уравнения притока жидкости к забою скважины:

(42)

Подставляя значения (39) и (42) в уравнение (38), определяют давление на устье:

Если устье фонтанной скважины закрыто, то забойное давление равно пластовому:

В основном фонтанирование скважин происходит за счет энергии гидростатического напора и энергии расширения газа в нефти. Для таких условий фонтанирования

когда до интервала, где давление равно давлению насыщения Р_тс, движется однофазная жидкость (газ растворен в нефти), а выше идет двухфазный поток (жидкость и газ).

Рис. 56. Схема действия газожидкостного подъемника

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Источник

Фонтанирование нефтяной скважины

Эксплуатация фонтанных скважин, виды фонтанирования. Теоретическое описание процесса артезианского фонтанирования. Количество энергии, поступающей из пласта. Фонтанирование за счет энергии газа. Расчет процесса с помощью кривых распределения давления.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

На соответствующей давлению насыщения нефти газом глубине, он начинает выделяться из нефти в виде мельчайших пузырьков. По мере продвижения вверх объем пузырьков газа увеличивается и плотность смеси жидкости и газа становится меньше. Общее давление столба газожидкостной смеси на забой скважины становится меньше пластового, что вызывает самоизлив нефти, т. е. фонтанирование скважины.

При всех способах эксплуатации подъем жидкости и газа на поверхность происходит по трубам небольшого диаметра, спускаемым в скважины перед началом их эксплуатации. Эти трубы называются насосно-компрессорными. В зависимости от способа эксплуатации их также называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными (лифтовыми).

Стандартом предусмотрено изготовление насосно-компрессорных труб следующих условных O (по внешнему диаметру): 33, 42, 48, 60,73,89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3,5 до 7 мм при длине одной трубы 5-8,5 м (в среднем 8 м). Трубы бесшовные, цельнотянутые из сталей высокопрочных марок с одинаковой резьбой на концах каждой трубы.

Целесообразность применения подъемных труб при фонтанной эксплуатации обосновывается следующим:

1. Облегчаются работы по освоению скважины, так как два самостоятельных каналов в ней (подъемные трубы и затрубное пространство) позволяют заменять глинистый раствор в стволе более легкой жидкостью (вода, нефть). Кроме того, подъемные трубы позволяют осваивать скважину при помощи компрессора.

2. Рациональное использование энергии расширяющегося газа, так как при подъеме смеси по каналу с незначительной площадью поперечного сечения (подъемные трубы) резко сокращаются потери нефти при отекании ее по стенкам труб и уменьшаются потери на трение в результате скольжения газа. Кроме того, из нефти выделяется меньшее количество газа, чем при фонтанировании через эксплуатационную колонну. Поэтому фонтанирование может происходить при небольшом значении пластового давления.

3. Предотвращается образование песчаных пробок на забое скважин, так как большие скорости газонефтяной струи в трубах меньшего сечения обеспечивают полный вынос на поверхность песка из скважины.

4. Облегчается борьба с отложениями парафина, образующимися при добыче нефтей, в которых содержится значительное количество парафина.

Устье фонтанных скважин оборудуют прочной стальной арматурой (трубной головки и фонтанной елки).

Фонтанные елки испытываются на давление, вдвое большее рабочего паспортного.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам:

Фонтанная арматура с диаметрами ствола, равными 100 и 150 мм, предусмотрена для высокодебитных нефтяных и газовых скважин (рис. 81, 82). Арматуру с рабочим давлением 105 МПа используют для сверхглубоких скважин или скважин с аномально высоким пластовым давлением, для фонтанных нефтяных скважин применяют арматуру с рабочим давлением 7-35 МПа.

Освоение и пуск в эксплуатацию фонтанной скважины проводится при установленной на ее устье фонтанной арматуры и спущенных фонтанных трубах одним из следующих способов:

2. насыщение заполняющей скважину жидкости газом или воздухом, нагнетаемым с поверхности, продавка сжатым газом (воздухом);

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Эксплуатация фонтанных скважин

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т. е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости.

Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство:

Артезианский способ встречается при добыче нефти редко. Он возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти и при забойном давлении, превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине. При наличии растворенного газа в жидкости, который не выделяется благодаря давлению на устье, превышающему давление насыщения, и при давлении на забое, превышающем сумму двух давлений: гидростатического столба негазированной жидкости и давления на устье скважины.

Поскольку присутствие пузырьков свободного газа в жидкости уменьшает плотность последней и, следовательно, гидростатическое давление такого столба жидкости, то давление на забое скважины, необходимое для фонтанирования газированной жидкости, существенно меньше, чем при артезианском фонтанировании.

1.2 Виды фонтанирования скважин

Артезианский способ встречается при добыче нефти редко. Он возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти и при забойном давлении, превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине. При наличии растворенного газа в жидкости, который не выделяется благодаря давлению на устье, превышающему давление насыщения, и при давлении на забое, превышающем сумму двух давлений: гидростатического столба негазированной жидкости и давления на устье скважины.

Поскольку присутствие пузырьков свободного газа в жидкости уменьшает плотность последней и, следовательно, гидростатическое давление такого столба жидкости, то давление на забое скважины, необходимое для фонтанирования газированной жидкости, существенно меньше, чем при артезианском фонтанировании.

1.2.1 Артезианское фонтанирование

Теоретическое описание процесса артезианского фонтанирования практически не отличается от расчета движения однородной жидкости по трубе. Давление на забое скважины Рс при фонтанировании определяется уравнением (1.2.1), в котором гидростатическое давление столба жидкости благодаря постоянству плотности жидкости определяются простым соотношением

Для наклонных скважин

При движении жидкости по НКТ она охлаждается и ее плотность немного изменяется. Поэтому необходимо в расчетах принимать среднюю плотность

Противодавление на устье скважины Pу определяется ее удаленностью от групповой замерной установки, давлением в этой установке или размером штуцера (местного сопротивления), обычно устанавливаемого на выкидной линии фонтанирующей скважины для регулирования ее дебита. При широко распространенных в настоящее время однотрубных, герметизированных системах нефтегазосбора давления на устье Pу бывает большим, достигая иногда нескольких мегапаскалей.

Потери давления на трение Pтр определяются по обычным формулам трубной гидравлики, а именно

При подсчете потерь на трение необходимо учитывать, что диаметр НКТ d существенно влияет на величину Pтр. Это означает, что при уменьшении диаметра НКТ на 10 %, например за счет покрытия внутренней поверхности эпоксидными смолами, стеклом или в результате отложения парафина потери на трение возрастут в 1,61 раза.

Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при давлении на забое скважины ниже давления насыщения (Рс Рнас)

фонтанный скважина артезианский пласт

Свободный газ имеется на самом забое. К башмаку фонтанных труб будет двигаться газожидкостная смесь. При работе такой скважины основная масса пузырьков газа будет увлекаться потоком жидкости и попадать в фонтанные трубы. Однако часть пузырьков, двигающихся непосредственно у стенки обсадной колонны, будет проскальзывать мимо башмака НКТ и попадать в межтрубное пространство. В межтрубном пространстве выше башмака движения жидкости не происходит. Поэтому пузырьки газа в нем будут всплывать, достигать уровня жидкости и пополнять газовую подушку в межтрубном пространстве. Таким образом, при фонтанировании, когда Рс 2320)

Число Рейнольдса (Re) рассчитывают по формуле:

Коэффициент полезного действия подъемника рассчитывается по формуле:

— затраченная мощность, Вт.

Подставив значения полезной и затраченной мощности в (2.7), получим следующее выражение КПД подъемника (в долях ед.):

Таким образом, наибольшим КПД обладает подъемник с диаметром равным диаметру эксплуатационной колонны.

2.2 Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления

Умение рассчитывать при любых заданных условиях кривую распределения давления вдоль НКТ при движении по ним газожидкостной смеси позволяет по-новому подойти к расчету процесса фонтанирования, выбора диаметра труб и режима в целом. Использование кривых распределения давления Р(х) при проектировании и анализе фонтанной эксплуатации (а также других способов эксплуатации скважин) позволяет решить ряд новых задач, недоступных при использовании прежних расчетных методов. Далее будем исходить из того, что при любых заданных условиях кривая распределения давления Р(х) в НКТ может быть определена и построена любыми возможными методами.

Заметим, что для проектирования или для анализа фонтанной эксплуатации не требуется распределение давления Р(х) вдоль всей длины НКТ. Достаточно знать забойное или башмачное давление, соответствующее данному забойному давлению, давление на устье при заданных параметрах работы скважины или наоборот, устьевое давление и соответствующее давление на забое при заданных параметрах работы скважины.

Однако поскольку простых и надежных формул (кроме формул А. П. Крылова), связывающих устьевое и забойное давления при прочих заданных условиях, нет, то приходится прибегать к численному интегрированию процесса движения ГЖС по трубе, т. е. расчету по шагам. При таком решении неизбежно получаются значения давлений в промежуточных точках между устьем и забоем, использование которых необязательно. Рассмотрим для начала простейший случай, когда задан дебит скважины Q и соответствующее этому дебиту забойное давление Рс.Отметим, что во всех случаях проектирования процесса эксплуатации скважины любым способом знание уравнения притока или индикаторной линии обязательно. В противном случае любой инженерный расчет становится невозможным, если не говорить о предположительных оценках возможных показателей работы скважины. Итак, если задан дебит, то по индикаторной линии или по уравнению притока определяется соответствующее этому дебиту давление на забое скважины.

В отношении фонтанных труб уже указывалось, что их диаметр выбирается из соображений технологических условий и возможности спуска в скважину глубинных приборов для различных исследований. Можно сказать, что для подавляющего числа случаев это будут либо трубы диаметром d = 60 мм, либо d = 73 мм. Лишь для редких случаев, когда ожидаемые отборы могут достигать нескольких сот м3/сут, можно говорить о целесообразности использования труб d = 89 мм. Во всяком случае для последующего расчета диаметром НКТ задаемся.

Зная дебит, газовый фактор, плотность нефти, воды и обводненность продукции, а также другие данные, такие как температура и ее распределение по стволу скважины, объемный коэффициент нефти (жидкости), необходимые для расчета, строим кривую распределения давления Р(х), начиная от точки с известным давлением Рс на забое скважины (рис. 3).

Рис. 3. Построение кривой распределения давления в фонтанных трубах по методу «снизу вверх» и определение давления на устье

При этом могут возникнуть разные условия расчета, которые необходимо учитывать.

а. Башмак НКТ находится непосредственно на забое скважины, так что Рс = Рб.

Изложенная система расчета процесса фонтанирования может быть повторена для труб меньшего или большего диаметра для определения возможных режимов фонтанирования и дебита скважины при других диаметрах фонтанных труб.

Рассмотрим другой, наиболее общий случай, когда возникает необходимость определения всего комплекса возможных и невозможных условий фонтанирования скважины. При этом будем считать, что все проектируемые отборы жидкости из пласта допустимы и не противоречат принципам рациональной разработки залежи.

а. Задаемся несколькими забойными давлениями Рсi, лежащими в пределах Рmin

Источник